Способ разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт


 


Владельцы патента RU 2400620:

Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к добыче нефти с применением паротеплового воздействия на пласт из коллекторов, преимущественно, с тяжелой битумной нефтью. Обеспечивает повышение эффективности прогрева пористой среды паром и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы при паротепловом воздействии на пласт. Сущность изобретения: способ включает бурение скважины, формирование ярусов технологических каналов в пределах одного пласта, закачку пара в основные технологические каналы, откачку разогретой высоковязкой нефти насосом из дополнительных технологических каналов, предварительно разделив сформированные ярусы технологических каналов пакером. Согласно изобретению перед установкой пакера снижают гидродинамический уровень жидкости в скважине до минимально возможного. Откачку высоковязкой нефти производят периодически для поддержания минимально возможного уровня скважинной жидкости для нормальной работы насоса таким образом, что между основными и дополнительными технологическими каналами создают протяженную зону конденсации закачиваемого водяного пара при отсутствии в ней воды. При этом откачку нефти из скважины и закачку пара в основные технологические каналы производят до стабилизации температуры и давления в скважине. 1 ил.

 

Изобретение относится к добыче нефти с применением паротеплового воздействия на пласт, преимущественно из коллекторов с тяжелой битумной нефтью.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (Патент РФ №2287677, E21B 43/24). Способ включает бурение добывающей двухустьевой горизонтальной скважины. Выше упомянутой скважины бурят нагнетательную двухустьевую горизонтальную скважину. За счет закачки пара создают проницаемую зону между скважинами и, при продолжении закачки пара в нагнетательную скважину, начинают отбор скважинной жидкости из добывающей скважины.

Недостатком известного способа является то, что при добыче высоковязкой нефти из горизонтальной скважины охват тепловым воздействием по всей длине призабойной зоны и ее раздренирование остаются низкими при высоких энергозатратах, а добыча нефти малоэффективной, так как не обеспечивается достаточно быстрый и равномерный прогрев пористой среды пласта.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому изобретению является «Способ эксплуатации многоствольной скважины для добычи высоковязкой нефти» (Патент РФ №2333340, E21B 43/02). Способ эксплуатации многоствольной скважины включает подачу пара в основные технологические каналы, образующие ярус нагнетания, и фильтрацию нефти в дополнительные технологические каналы, образующие ярус откачки, причем фильтрация нефти происходит при пластовом давлении. Использование известного способа за счет формирования дополнительного ряда технологических каналов (яруса откачки) в пределах одного пласта позволяет с помощью одной скважины как производить закачку теплоносителя в пористую среду пласта, так и производить добычу разогретой тяжелой вязкой нефти из нее, используя существующие насосы.

Недостатком известного способа является неравномерность прогрева паром пористой среды, расположенной между ярусом нагнетания, который состоит из основных технологических каналов, и ярусом откачки, который состоит из дополнительных технологических каналов. Недостатки известного способа обусловлены физическими причинами: конденсация водяного пара происходит непосредственно около стенок основных технологических каналов с образованием оторочки конденсата водяного пара (водяной вал). Проницаемость пористой среды резко падает, давление в каналах возрастает, как следствие, пар конденсируется при более высокой температуре, а основная часть энергии пара расходуется не на нагрев пласта, а на совершение механической работы - на продвижение водяного вала вглубь пласта. Кроме того, фильтрация разогретой нефти из пористой среды в дополнительные технологические каналы происходит при давлении, обусловленным повышенным уровнем жидкости в скважине, который зависит от пластового давления.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности прогрева пористой среды и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы.

Техническая задача решается за счет того, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт, включающем бурение скважины, формирование ярусов технологических каналов в пределах одного пласта, закачку теплоносителя в основные технологические каналы, откачку разогретой высоковязкой нефти из дополнительных технологических каналов, согласно предлагаемому изобретению откачку нефти из скважины осуществляют при пониженном давлении в режиме кратковременной эксплуатации электроцентробежного насоса, то есть при установлении в скважине минимально допустимого оптимального уровня жидкости, способствующего нормальной работе насоса, например, с применением универсального (сертифицированного) контроллера для ШГН.

Новым является то, что перед установкой пакера гидродинамический уровень жидкости в скважине до минимально возможного, а откачку высоковязкой нефти производят периодически для поддержания минимально возможного для нормальной работы насоса таким образом, что между основными и дополнительными технологическими каналами создают протяженную зону конденсации закачиваемого водяного пара при отсутствии в ней воды, при этом откачку нефти из скважины и закачку пара в основные технологические каналы производят до стабилизации температуры и давления в скважине.

Физической сутью данного предложения является эффективное использование тепла из закачиваемого пара не за счет охлаждения, а за счет управляемой конденсации, то есть за счет принудительного создания в пористой среде протяженной зоны конденсации закачиваемого водяного пара за счет понижения давления ниже пластового. При этом образование водяной оторочки уменьшается, так как скорость распространения давления в пористой среде на порядки превышает скорость фильтрации воды в том же пласте. Известно, что конденсация пара (фазовый переход) и напрямую связанное с этим выделение основного количества тепла определяется изменением давления в зоне конденсации (в данном случае это пористая среда между двумя ярусами технологических каналов). В известных способах выделение тепла обусловлено скоростью охлаждения пара, то есть теплопередачей, которая происходит на начальном участке пористой среды при контакте закачиваемого пара с холодными породой, нефтью и водой. В лучшем случае этот показатель составляет миллиметры в секунду. Это предопределяет минимальный размер зоны конденсации при паротепловом воздействии в известных способах. Кроме того, понижение давления в пористой среде ниже пластового обуславливает увеличение скорости фильтрация пара в пористую среду вокруг основных технологических каналов, в которые закачивают водяной пар, а также приводит к увеличению скорости фильтрация разогретой нефти из пористой среды в дополнительные технологические каналы.

Анализ эффективности добычи высоковязкой нефти показывает, что на ее уровень оказывает влияние, в основном, продолжительность формирования зоны конденсации водяного пара с выделением тепла, содержащегося в закачиваемом водяном паре. Чем продолжительнее время формирования зоны конденсации, тем больше тепла рассеивается и расходуется впустую.

Известно, что основное количество тепла выделяется из водяного пара при его конденсации, а не охлаждении пара. Так, если паробитумное отношение в начальный период формирования зоны конденсации составляет 6 к 1, то есть для получения 1 тонны высоковязкой нефти необходимо 6 тонн пара, то когда зона конденсации сформировалась при отсутствии водяного вала, то есть когда условия для конденсации водяного пара оптимальные, это отношение будет составлять 3 к 1 и ниже, что, в свою очередь, снижает затраты топлива для выработки пара в себестоимости добычи высоковязкой нефти.

На чертеже изображена схема многоствольной скважины в процессе осуществления предлагаемого способа.

Способ осуществляют в следующей последовательности. В обсадной колонне 1 выполняют прорези 2 и 3 для формирования в скважине, соответственно, яруса нагнетания пара, состоящего из основных технологических каналов 4 и 41, и яруса откачки нефти, состоящего из дополнительных технологических каналов 5 и 51. После формирования в скважине яруса нагнетания пара и яруса откачки нефти спускают технологическую колонну труб 6, в которой устанавливают насос 7 для откачки нефти. Межтрубное пространство в осадной колонне 1 от полости технологической колонны труб 6 разобщено, для чего между прорезями 2 и 3 установлен пакер 8. После установки пакера 8 с устья скважины нагнетают теплоноситель (водяной пар) в межтрубное пространство обсадной колонны 1, который, достигнув прорези 2, попадает в ярус нагнетания пара, состоящего из основных технологических каналов 4 и 41. По основным технологическим каналам 4 и 41 водяной пар попадает в пористую среду пласта и фильтруется вглубь при пониженном давлении. Разогревание происходит по всей высоте пласта и радиально направленно вглубь пористой среды от каждого из основных технологических каналов 4 и 41. Разогретая нефть при давлении ниже пластового из пористой среды фильтруется в ярус откачки нефти, состоящий из дополнительных технологических каналов 5 и 51, откуда через прорезь 3 поступает внутрь технологической колонны 6 на прием насоса 7, который в режиме кратковременной эксплуатации откачивает разогретую нефть из скважины.

Для откачки скважинной жидкости (нефти) используют погружной электроцентробежный насос (ЭЦН) или штанговый глубинный насос (ШГН). Откачку нефти при минимально допустимом динамическом уровне в скважине осуществляют известными способами, например, с применением универсального (сертифицированного) контроллера для ШГН или в режиме кратковременной эксплуатации скважины (патент РФ №2293176) для ЭЦН. Откачку нефти из скважины насосом и закачку пара в основные каналы яруса нагнетания производят до стабилизации температуры и давления в скважине, то есть при установлении в стволе скважины минимально допустимого, но оптимального уровня жидкости, способствующего нормальной работе используемых насосов (ЭЦН или ШГН).

В случае закачки водяного пара с давлением 1,0 МПа температура конденсации составит 180°С, то есть основная часть тепла из-за большого перепада температур (180°С пара и 8-15°С породы) выделяется непосредственно около основных технологических каналов 4 и 41. Давлению 0,3-0,4 МПа, технически достижимому по данному способу, температура конденсации составит 130-145°С, т.е. по предлагаемому способу теплоноситель в виде пара, а не конденсата проникнет на большую глубину до последующей конденсации в области пласта с температурой 130-145°С, а не из-за охлаждения в результате смешения с холодной пористой средой.

Использование предлагаемого способа позволяет осуществить заявленный технический результат, то есть обеспечивает повышение эффективности прогрева пористой среды паром и повышение скорости фильтрации нефти в дополнительные каналы при паротепловом воздействии на пласт.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти при паротепловом воздействии на пласт, включающий бурение скважины, формирование ярусов технологических каналов в пределах одного пласта, закачку пара в основные технологические каналы, откачку разогретой высоковязкой нефти насосом из дополнительных технологических каналов, предварительно разделив сформированные ярусы технологических каналов пакером, отличающийся тем, что перед установкой пакера снижают гидродинамический уровень жидкости в скважине до минимально возможного, а откачку высоковязкой нефти производят периодически для поддержания минимально возможного уровня скважинной жидкости для нормальной работы насоса таким образом, что между основными и дополнительными технологическими каналами создают протяженную зону конденсации закачиваемого водяного пара при отсутствии в ней воды, при этом откачку нефти из скважины и закачку пара в основные технологические каналы производят до стабилизации температуры и давления в скважине.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием термических способов добычи системой вертикальных и горизонтальных скважин.

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых или битуминозных нефтей тепловыми методами с использованием горячей воды, водяного пара и растворителей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежей высоковязкой нефти и битума горизонтальной скважиной. .

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области добычи углеводородов из пористой среды. .

Изобретение относится к способу разработки месторождений высоковязкой нефти с применением ее разогревания. .

Изобретение относится к разработке месторождений высоковязкой и битумной нефти. .
Изобретение относится к области заканчивания скважин различного назначения для извлечения углеводородов из низкопродуктивных пластов, в частности скважин, дренирующих нефтегазовые, газовые или угольные пласты.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт с тяжелой и битуминозной нефтью, а также может найти применение для предупреждения или разогрева парафиногидратных отложений.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно, к способам добычи углеводородов скважинными методами со вскрытием пласта горизонтальными каналами с тепловым воздействием на него и может быть использовано для добычи сверхвязкой нефти и природных битумов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязкой тяжелой и битуминозной нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной залежи

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и применяется при разработке нефтяной залежи
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при термических способах разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к добыче высоковязких тяжелых и битуминозных нефтей

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта (ПП) высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи ПП и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к разработке пласта с высоковязкой нефтью с применением тепла и реагентов для подъема и вытеснения высоковязкой нефти, содержащей большое количество асфальтосмолопарафинистых веществ

Изобретение относится к закачке разбавителя в форме углеводородного конденсата по насосно-компрессорной трубе в конечную точку (носок) в процессе внутрипластового горения «от носка к пятке» с применением горизонтальной добывающей скважины, что повышает продуктивность скважины и приводит к продолжительному экономическому эффекту по сравнению с процессами THAI и CAPRI, применяемыми в настоящее время

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождений тяжелой нефти или битума
Наверх